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電價應當怎么改

2009-02-02 10:13:03 《財經》   作者: 韓曉平  

業內極為關注的2009年“煤炭產運需銜接會”(下稱銜接會)以破裂收場,表明“計劃電價”所導致的矛盾和問題,已到了難以調和的地步。從1998年到2008年,電力和煤炭產業經歷了兩個輪回,而“市場煤”(煤炭市場定價)和“計劃電”(電價計劃管制)的體制格局依然如故。“煤電矛盾”的不斷升級,造成價格信號的嚴重扭曲,已對中國的經濟運行產生了嚴重影響。

2008年上半年,中國經濟已現下滑征兆,出口、工業增速和企業利潤增速均出現下滑;規模以上工業增加值和企業實現利潤的增速雙雙下滑。然而,由于價格信號的扭曲,電煤價格出現一輪逆勢飆升的行情。國家有關部門此時正忙于“限價”,這直接影響了中央對經濟形勢的判斷。

在銜接會上,冶金、工業用煤的價格已隨行就市做了調整,合同簽訂相當順利;但占“半壁江山”的電煤談判由于煤企的加價要求而破裂。其中最大的原因在于,“市場煤、計劃電”的體制,導致電煤價格脫離了供需關系,煤炭企業已經習慣了到時加價,通過“煤電聯動”將提高的價格傳導給下游——有多高的煤價,根據“成本定價、煤電聯動”的原則,電價都會相應“順出去”。實際上,同時期,以內蒙古為代表的很多地方,電力已供過于求,大量閑置。

談判破裂,再次凸顯進行電價改革和電力體制改革的必要性。電價改革,本應是中國電力體制改革的核心任務。這在2002年中央和國務院批準的電力體制改革方案中,已有明確表述。令人遺憾的是,近年來,電力體制改革陷于停滯,電價改革亦裹足不前。由于“煤電聯動”政策的實施,倒逼電價逐年把煤價“順出去”,導致電價政策在計劃的道路上越走越遠。“煤電聯動”機制,實質上成了煤炭和電力輪番漲價的機制,成為消費者不斷為之“兜底埋單”的機制。

在上網電價方面,中國近年采取的是平均成本定價。2004年,中國按價區分別確定了各地水火電統一的上網電價水平,并事先向社會公布。新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價,即“標桿電價”(“標桿”是指參照的標準)。“標桿電價”政策的出臺,摒棄了2004年以前按照補償個別成本的原則定價的模式,開始按照區域社會平均成本實行統一定價,不再實行一機一價。不過,下一步“競價上網”的改革試點,近年進展并不順利。

電網輸配電價方面,輸配電成本費用不清晰,未能建立有效的電網輸配電成本約束機制,從而導致獨立和合理的輸配電價機制和水平難以確立。其中一個現象是,電網企業降低或變相降低上網電價。某發電集團的統計數據顯示,上網電價每度電比國家確定的“標桿電價”低0.03元左右。而國家電監會的調研情況也表明,電網在銷售電價方面也存在提高、變相提高銷售電價的行為。此外,還存在對自立項目提高標準收費等問題。

雖然國家有關部門近期出臺了“輸配電價標準”,不過,上述問題使得實際執行中,輸配環節所收取的費用要遠高于標準。而跨地區(跨省、跨區域)電能交易價格和峰谷、豐(水)枯(水)電價政策,是電網“盤剝”發電企業的又一途徑。

有關方面的調查表明,跨省的交易規定不明確、不合理,交易中存在著上網電價偏低、電網收取費用偏高的問題;峰谷、豐枯電價政策不盡完善、合理,不同程度地降低了發電企業上網電價水平;新建發電機組試運營期間上網電價較低,不足以彌補變動成本,而且試運行時間普遍較長;此外,可再生能源發電價格、接入工程價格及電價附加補貼支付等政策也還有待研究完善。在銷售環節,銷售電價偏于僵化。這種基于計劃定價的方式,難以有效調節電力供求關系。

近日,國家發改委副主任、能源局局長張國寶撰文指出,金融危機使能源供需矛盾得到緩和,為能源行業“休養生息”、解決一些深層次矛盾提供了重要機遇。事實上,電價的改革也是如此。未來一兩年,將是一個難得的改革契機。

從上網電價看,應當用市場的辦法和力量來解決煤、電價格矛盾,而不是繼續“順出去”;應當加快電力定價機制的改革,讓市場去發現價格,而不是政府人為地確定價格。簡單地說,應用市場倒逼機制來約束煤炭和電力企業加強管理,降低成本,減少對價格調整的預期,這也可以減輕政府的壓力和矛盾。

從輸配電價看,要盡快建立獨立和合理的輸配電價機制;盡快實施電網的主輔分離和主多分離改革,解決輸配電主業、輔業和多經混業經營問題;理清資產和成本,使得輸配電成本真實可控。煤電之爭,看似兩個中國式“卡特爾”的利益沖突,而解決問題的關鍵在于政府能否推進電力改革;其關鍵是實施輸配分開,發電企業與供電企業建立長期協議機制。


 




責任編輯:中國能源網